天然水驅海相砂巖油藏遞減率影響因素研究

＊孫維 謝明英 馮沙沙 繆云 楊光宇 游國輝

（中海油深圳分公司研究院 廣東 518067）

引言

油田的生產一般包括上產、穩產和遞減階段，采用天然能量開發的水驅海相砂巖油藏開發的上產階段和穩產階段一般較短，主要為遞減階段。所以，對水驅砂巖油藏遞減率及其影響因素的研究具有重要意義。通過調研發現，目前對于油藏遞減率的研究大多集中在理論公式的推導及變形[1-2]。但是，通過對實際生產數據分析發現，理論公式對于南海東部水驅砂巖油藏的適用性較差。本文根據南海東部24個天然水驅砂巖油藏的實際生產動態數據，采用Aprs遞減法[3]計算了油藏初期自然遞減率，通過分析油藏初期自然遞減率隨油藏動靜態參數變化的規律，明確油藏遞減率主控因素，并通過灰色關聯分析法對不同因素的影響大小進行了分析。最后，在油藏遞減率影響因素研究的基礎上，以油藏驅動類型、儲層物性和流體物性進行分類，統計了不同類型油藏單井遞減率主要分布范圍。為同類油藏開發井和調整井開發指標預測提供類比依據。

1.油藏概況

本次研究的24個油藏儲層均位于南海東部新近系中新統韓江組—珠江組，沉積微相以三角洲前緣分流河道和河口壩為主。儲層物性主要以中—高孔、高—特高滲為主，油藏平均孔隙度17.8%～28.4%，油藏平均滲透率54～5955mD。儲層流體物性以稀油為主，平均地層原油黏度11.2mPa·s。油藏的生產井以水平井為主。各油藏已開發5～29年。

2.產量遞減率影響因素分析

通過對南海東部24個水驅砂巖油藏的實際生產動態數據統計，采用油藏專業通用的Aprs遞減率算法計算出各油藏的初期自然遞減率數值[3]，再統計反映各油藏儲層物性和流體物性的關鍵參數如孔隙度、滲透率、有效厚度、原始含油飽和度、地層原油黏度和一次井網密度等，最后繪制各參數與油藏初期自然遞減率間的散點圖，分析隨著各參數的變化油藏初期自然遞減率的變化規律。

(1)孔隙度和滲透率對油藏初期遞減率的影響

分別統計了南海東部24個水驅砂巖油藏的平均孔隙度和初期自然遞減率值（如圖1）。結果表明，隨著油藏平均孔隙度的增大，油藏初期遞減率整體呈下降趨勢。由于油藏平均滲透率是根據測井解釋的孔隙度計算得到，滲透率對油藏初期自然遞減率的影響規律與孔隙度是保持一致的。

圖1 油藏初期自然遞減率與孔隙度關系

(2)井網密度對油藏初期遞減率的影響

分別統計了南海東部24個水驅砂巖油藏一次井網密度和初期自然遞減率值（如圖2）。結果表明，隨著油藏一次井網密度增大，油藏初期自然遞減率逐漸減小，但減小幅度逐步變緩。

圖2 油藏初期自然遞減率與一次井網密度關系

(3)初始含油飽和度對油藏初期遞減率的影響

分別統計了南海東部24個水驅砂巖油藏的初始含油飽和度和油藏初期自然遞減率值（如圖3）。結果表明，隨油藏初始含油飽和度的增加，油藏初期自然遞減率整體呈下降趨勢，但下降幅度逐漸趨緩。

圖3 油藏初期自然遞減率與初始含油飽和度關系

(4)地層原油黏度對油藏初期遞減率的影響

分別統計了南海東部24個水驅砂巖油藏的地層原油黏度和油藏初期自然遞減率值（如圖4）。結果表明，隨地層原油黏度的增大，油藏初期自然遞減率整體呈現雜亂無規律的形態。分析原因主要是24個樣本點都屬于稀油油藏，無稠油油藏樣本點，黏度范圍較小，整體規律不明顯。

圖4 油藏初期自然遞減率與初始含油飽和度關系

通過以上分析可知，影響油藏遞減率的因素較復雜，每一個單因素對遞減率的影響規律不同，以上只是定性的趨勢分析。

3.灰色關聯法分析影響遞減率的主控因素

為深入研究以上各種影響因素對自然遞減率的影響程度，應用數據分析常用的灰色關聯分析法，計算了不同分辨率系數下不同影響因素與南海東部24個油藏初期自然遞減率關聯度[4-5]。通過關聯度大小排序明確影響油藏初期自然遞減率的主控因素，以指導油藏后續調整井指標制定。

(1)數據選取和數據列處理

選取了南海東部24個天然水驅海相砂巖油藏進行研究，得到各區塊初期自然遞減率變化的影響指標：平均滲透率、平均有效厚度、平均孔隙度、原始含油飽和度、地層原油黏度和井網密度。依據灰色關聯分析方法計算流程，定義本次研究的比較數列（分別對應以上6個影響指標）及其相對應的參考數列（對應油藏遞減率），以此為基礎，通過比較數列均質化算法對原始數據進行平均處理，即用平均值除以每個數列的全部數據，得到均質化處理后的數據列。

(2)關聯系數的計算

將均質化處理后的各區塊參數序列取為比較數列，求出各比較數列與參考序列的絕對差，再計算兩級最小差和最大差，計算得到關聯系數。如表1所示，在不同分辨系數下，計算得到的關聯度大小排序基本一致：原始含油飽和度＞平均孔隙度＞平均有效厚度＞地層原油黏度＞平均滲透率＞井網密度。影響因素關聯度大小排序為同類油藏開發指標預測提供了類比依據。

表1 油藏遞減率影響因素關聯度計算值

4.不同類型油藏單井遞減率統計分析

在油藏遞減率影響因素研究的基礎上，根據油藏驅動類型、儲層物性和流體物性，統計了不同類型油藏單井遞減率主要分布范圍[5-8]。由于南海東部油田已開發油藏主要分為以下5類：中高滲稀油邊水油藏、中高滲稀油底水油藏、中高滲稠油邊水油藏、中高滲稠油底水油藏和低滲稀油邊水油藏。缺少低滲稀油底水油藏和低滲稠油油藏樣本點。從統計結果來看（圖5～圖6），單井遞減率分布范圍呈正態分布規律，中高滲邊、底水油藏單井遞減率主要分布范圍分別為0.15～0.20、0.20～0.25，低滲邊水油藏單井遞減率主要分布范圍為0.30～0.40（表2）。

表2 不同類型油藏遞減率分布范圍

圖5 稀油邊、底水中高滲遞減率分布范圍

圖6 稠油邊、底水中高滲遞減率分布范圍

5.結論

（1）通過數據分析方法研究了南海東部24個天然水驅海相砂巖油藏的遞減率影響因素，在單因素定性分析的基礎上，采用灰色關聯分析法對各參數影響的相對重要性進行了定量分析，重要性排序如下：原始含油飽和度＞平均孔隙度＞平均有效厚度＞地層原油黏度＞平均滲透率＞井網密度。

（2）按照油藏驅動類型、儲層和流體物性分類研究了不同類型油藏單井遞減率分布范圍，總結了24個油藏單井自然遞減率規律，中高滲邊、底水油藏單井遞減率主要分布范圍分別為0.15～0.20、0.20～0.25，低滲邊水油藏單井遞減率主要分布范圍為0.30～0.40。